来源： 作者：郭建伸;李敏;
REG670型微机远方跳闸就地判别装置的应用和改进
电网系统中有大量采用远方跳闸装置的现象。其原因是由于跳闸的断路器安装往往离出现故障的地方较远,如果电力系统某处出现故障时,为使断路器装设的地点的断路器跳闸,必须靠装置将跳闸命令信息连接到断路器跳闸回路中来实现此目的。一般情况下这种通道信息传递的可靠性能比较高。但在实际调试中发现,由于装置自身通道误发使远方断路器事件时有发生。故在现场做出相应的改造。REG670型微机判别装置的安装地点在电厂升压站继保小室内,通过光缆链接捕捉故障点的异常信息,和跳闸命令进行“与”的关系,条件满足才发出跳断路器的指令,这样就尽可能排除了因装置通道的干扰使断路器误动事件的产生。REG670装置是一个可编程逻辑控制器的组合应用,该装置软件部分设有六个可编程元件块,分别是低功率因素元件(PF&)、过电压元件(U&)、低功率元件(P&)、电流突变量元件(DI&)零序电流元件(I&)以及低电流元件(I&),用户可对上述六种元件块进行随机组合,编制出符合现场实际情况的组合方案。此方案适用于远方跳闸就地判别的保护类型。和现场编制方案相配套的收发信机可以是不带导频信号,也可以是带导频信号的。保......(本文共计2页)
　　　　　　　
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继电保护判断题
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继电保护判断题
官方公共微信电网安全自动装置检验规定
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表10 通道交换信息检验项目
最大可切机组容量
直流单极运行
直流双极运行
转发线路检修
转发线路检修
10.3 系统运行方式识别的检验
应在远方厂站安全稳定控制装置模拟线路投停、机组开停、功率变化等运行方式变化，检查本地装置是否正确识别。现场应根据具体装置情况确定检验项目。参考记录表格如表11。
表11 运行方式识别检验项目
远方厂站设置情况
本站装置显示结果
线路1、2同时检修
直流1单极停运检修
直流2单极停运检修
10.4 通信报文正确性校验检验
供货商提供报文发送装置，其发送报文全部内容均可任意设置或按指定规律变化，检验人员改变正常报文的任意部分，然后发送给安全稳定控制装置，检查安全稳定控制装置对报文是否严格实现了预定的校验。现场应根据具体装置情况确定检验项目。参考记录表格如表12。
表12 报文正确性校验检验
地址码乱码测试
校验码乱码测试
报文内容乱码测试
包含正确报文
不含正确报文
包含正确报文
不含正确报文
应通过校验
不应通过校验
应通过校验
不应通过校验
10.5 远方控制命令确认帧数检查检验
供货商提供测试软件，控制远方命令发信的次数，检查安稳装置是否按照规定的确认次数进行确认。参考记录表格如表13。
表13 控制命令确认帧检验
不连续命令（两帧正确＋一帧错误＋两帧正确）
远方命令持续发送时间
10.6 策略表功能系统联合调试
检验动作条件完全满足时安全稳定控制装置的每个策略都能正确动作。需要动作的远方装置也能够正确动作，其它的安全稳定控制装置不会误动。
检验验收人员根据设备生产厂家提供的建议协商确定系统的防误动测试方案，测试方案宜对每一个策略抽查动作条件不完全满足或就地判据等防误措施不满足时稳控系统不会误动。检验验收人员按照测试方案进行检验验收。参考记录表格如表14。
表14 控制策略表功能系统联合调试项目
策略（功能）
故障元件及
策略（功能）1
策略（功能）2
策略（功能）*
注：上表仅为示例说明，应根据具体策略表功能确定检验项目。
通信部门在稳控系统运行维护单位、专业管理部门配合下，按照通信专业有关规定及相关设备技术说明书进行载波通道、光纤通道的检验。
11.1 载波通道的检验
11.1.1 稳控系统（装置）专用载波通道中的阻波器、结合滤波器、高频电缆等加工设备的检验项目与电力线载波通信规定的相一致（符合国际标准）。通道的整组试验特性除满足通信本身要求外，必须满足稳控系统（装置）安全运行的有关要求。
11.1.2 检查稳控装置与复用载波机的接口不是采用电位直接连接，而是用继电器接点或光耦配合，确认接点容量、时间配合能否满足启动、传送和切断功率的要求。
11.1.3 载波通道检验项目如下：线路阻波器、结合滤波器、高频电缆、电力线载波机及其复用的保护接口等。其中，线路阻波器主要进行阻塞阻抗、分流损耗的测量和外观检查；结合滤波器主要进行回波损耗的测量；高频电缆主要对整条电缆外观、绝缘情况及两端接头焊接情况的检查；电力线载波机的常规参数及其保护接口的主要参数的检查，站间命令的传输时间、展宽时间的测量；检查双套稳控系统的接口设备直流电源是否独立。
11.2 对稳控系统（装置）专用高频收发信机，其检验项目如下：
11.2.1 绝缘电阻测定。
11.2.2 附属仪表的校验。
11.2.3 检验回路中各规定测试点的工作参数。
11.2.4 检验机内各调谐槽路调谐频率的正确性。
11.2.5 测试发信振荡频率。部分检验时，只检测工作频率的正确性。
11.2.6 发信输出功率及输出波形的检测。
11.2.7 收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定。
11.2.8 检验通道监测回路工作是否正常。
11.2.9 收信机收信回路通频带特性的检测。
11.2.10 收信机接收灵敏度的检测。定期检验时，可与高频通道的检测同时进行。
11.2.11 检验发信、收信回路应不存在寄生振荡。
11.2.12 发信、收信回路展宽时间为零。
11.3 对于光纤通道的检验项目如下：
11.3.1 采用自环方式检查光纤通道是否完好。
11.3.2 对于与复用PCM或SDH设备相连的稳控装置附属接口设备应检查其继电器输出接点和其逆变电源，还应检查双套稳控系统的通信接口设备直流电源是否独立。
11.3.3应对光纤通道的误码率和传输时间进行检查，误码率应小于10-9，传输时间小于20ms。对跨省网、通信节点多的超长通道，传输时间可放宽到30ms。
11.3.4对于利用专用光纤通道传输信息的远方传输设备还应测试发信电平、收信电平及接收灵敏度，以保证通道的裕度满足厂家要求。
12.1 厂站主辅运装置的配合及切换检验
对双系统（双机）配置的稳控系统（装置），两套系统（装置）之间有主备（辅）配合关系的，在完成两套系统（装置）独立的调试检验后，应根据技术说明书检验主备（主辅）系统（装置）间配合关系及切换的正确性。
12.2 出口传动试验
安全自动装置各种功能检验完成以后，应带上实际控制对象（断路器或其它控制命令执行装置）进行传动试验，以检验出口控制回路的正确性和可靠性。
传动试验宜与一次设备检修结合进行，或随定期检验周期进行，必要时，可进行补充检验。在系统运行方式不具备条件的情况下，安全自动装置投切线路、发电机组、负荷的跳、合断路器的试验，允许利用装置内部的自检逻辑或导通方法分别检验到每个断路器及其相关回路接线的正确性。
12.3 整组动作时间测试
整组动作时间是指从装置故障判别所需条件全部满足开始至最后一级装置控制命令出口的时间（包含出口继电器动作时间，但不包含人为设定的延时）。不同故障判据整组动作时间示意图如图1所示：
整组动作时间示意图
对就地装置应直接测量从故障判据满足→控制策略查询→控制命令发出→出口跳闸的整个过程的动作时间。
在稳控系统（装置）全部检验项目完成以后，最后应进行稳控系统（装置）的整组动作时间测试。对稳控系统应利用GPS对时设备测量从故障判据满足→控制策略查询→控制命令发出→命令的传送→远方执行厂站出口跳闸的整个过程的动作时间。整组动作时间应满足设计及稳定计算要求。
应注意此整组动作时间不含开关动作时间。
13.1 投入运行前的准备工作
13.1.1填写装置试验记录，详细记载试验结果及结论，核实试验结论、数据是否完整正确。
13.1.2现场工作结束后，现场负责人应检查试验记录有无漏试项目，试验定值是否完全清零，核对装置的整定值是否与定值通知单相符。盖好所有继电器及辅助设备的盖子，对必要的元件采取防尘措施。
13.1.3拆除在检验时使用的试验设备、仪表及一切连接线，清扫现场，所有被拆动的或临时接入的连接线应全部恢复正常，所有信号装置应全部复归，并应清除装置内的所有报告。
13.1.4对变动部分、设备缺陷及运行注意事项应加以说明并修改值班人员所保存的有关图纸资料。
13.1.5 向运行值班负责人交代检验结果，并写明该装置是否具备投运条件，办理工作票结束手续。
13.1.6 值班人员在将装置投入前，必须根据信号灯指示或者用高内阻电压表以一端对地测端子电压的方法检查并证实被检验的安全自动装置确实未给出跳闸或合闸脉冲，才允许将装置的连片接到投入的位置。
13.1.7 检验人员应在规定期间内（1周）提出书面报告，经基层局、厂负责人审核、批准并存档。
13.2 用一次电流及工作电压的检验
生产(或运行)部门应派验收人员参加用一次电流及工作电压的检验，以了解掌握检验情况。
13.2.1 对新安装的装置，各有关部门需分别完成下列各项工作后，才允许进行本章所列的试验工作：
13.2.1.1 符合实际情况的图纸与装置的技术说明及现场使用说明。
13.2.1.2 运行中需由运行值班员操作的连片、电源开关、操作把手等的名称、用途、操作方法等应在现场使用说明中详细注明。
13.2.2 对新安装的或设备回路变动过的装置，在投入运行以前，必须用一次电流和工作电压测量电压、电流的幅值及相位关系。
13.2.3 对用一次电流及工作电压进行的检验结果，必须按当时的负荷情况加以分析，拟定预期的检验结果，凡所得结果与预期不一致时，应进行认真细致的分析，查找确实原因，不允许随意改动装置回路的接线。
13.2.4 宜使用钳形电流表检查流过装置二次电缆屏蔽层的电流，当检测不到电流时，应检查屏蔽层是否良好接地。
14.1 本规定由中国南方电网电力调度通信中心负责编制、修订、解释并协调执行中遇到的问题。
14.2 本规定自颁布之日起执行。
附加说明：
本规定由中国南方电网调度通信中心运行方式处提出并归口。
本规定由中国南方电网调度通信中心运行方式处负责起草，中国南方电网有限责任公司安全监察与生产技术部、电网技术研究中心、广东省电力调度中心、广西电力调度通信中心、云南电力调度中心、贵州电力调度通信局、海南电网公司电力调度通信中心、南京南瑞继保电气有限公司、南京南瑞集团公司稳定技术分公司、北京四方继保自动化股份有限公司、北京能盛电力系统技术有限公司参与并提出了许多宝贵意见。
本规定主要起草人黄河、曾勇刚、候君、周剑、徐光虎。
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浅谈500kV变电站远方跳闸保护
2012年第12期目录
&&&&&&本期共收录文章20篇
　　摘 要：介绍500kV远方跳闸的原理，跳闸逻辑，动作过程，以及就地判别装置判据，通过实例分析了远方跳闸的接线情况、与其他保护之间的联系及远方跳闸的操作和注意点。认为远方跳闸宜使用单独的跳闸出口，并启动失灵，以保障电力系统的安全稳定运行。 中国论文网 /1/view-4248368.htm　　关键词：500kV远方跳闸 线路保护 安全措施 就地判别 　　中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：（0-03 　　1远方跳闸概念 　　当500kV系统高抗保护动作、过电压保护动作和开关失灵动作，均需要两侧开关断开，单靠本侧的开关跳开还不能将故障切除，必须同时由本侧发出远方跳闸信号，当对侧线路保护收到远方跳闸命令后，迅速将与该线相连的两只开关跳开，使故障及时切除。远方跳闸是一种直接跳闸命令，易受通道干扰信号导致保护误动，所以当收到远跳时通常还需经过就地判别装置，以过电流、距离Ⅱ段及分相低功率等作为判据，提高远方跳闸保护的安全性而不降低可靠性。 　　2远方跳闸动作过程 　　500kV接线方式如图1，当甲站线路1发生故障，线路1线路保护动作出口跳断路器A和B，如果B断路器拒动，故障电流仍能通过B断路器从母线侧或线路2送至故障点，此时由于故障点在线路2线路保护范围外，线路2线路保护不会动作，只能通过 B断路器的失灵保护（以跳该断路器的保护动作，且故障电流仍存在为判据）延时200ms动作，跳开C断路器，并发远跳信号至乙站跳开断路器D和E，达到隔离故障点的目的。 　　3远方跳闸的配置和跳闸逻辑 　　3.1 远方跳闸配置 　　以前华东电网对500kV线路远方跳闸的配置要求为：如保护采用高频通道，或距离保护（如REL531、REL521）用光纤通道，需加装就地判别装置；如分相电流差动保护（如REL561，RCS931）走光纤通道，线路保护中含有远方跳闸功能，（延时20ms）直接传送远方跳闸信号至对侧，不加就地判别装置。但华东电网最新规定要求所有的线路保护均需加装就地判别装置。现500kV武南变的远方跳闸有两套线路保护共用一套就地判别装置以及后备远跳逻辑LDD，两套线路保护分别配置有一套就地判别装置，及不加就地判别装置三种配置方式，不符合要求的将陆续改造。 　　3.2 远方跳闸逻辑 　　（1）两条线路保护仅有一套就地判别装置以及后备远跳逻辑LDD的配置，跳闸逻辑如图2。 　　正常情况下远方跳闸采用二取二的跳闸方式，即两台载波机（光纤接口装置）与远方跳闸配合的慢速通道都投入运行，同时收到两个通道的跳频信号，瞬时跳闸。只收到一个通道的跳频信号，另一个通道监频消失，经较长延时跳闸，实现二取一跳闸方式。当某一慢速通道停用，仅有一条慢速通道投入运行时，为一取一逻辑，出线跳频信号时经较短延时跳闸。但不论取用什么方式，只有在监频信号消失的前提下进行跳闸。 　　图2中正常情况时采用就地判别装置构成的远方跳闸回路，当就地判别装置故障或退出运行时，自动切换至采用LDD构成的远方跳闸回路。 　　（2）两套线路保护分别配有就地判别装置的配置，跳闸逻辑如图3。 　　一路慢速通道对应一套就地判别装置，每一套就地判别装置收到远跳信号后经就地判别装置判别，条件满足出口，实现远跳。两路慢速通道和就地判别装置完全独立。 　　对于国产的就地判别装置，则多一个总起动元件动作条件。以RCS925A为例，在通道（该通道投入且无故障）收信时起动，收信起动动作后展宽7秒，开放继电器正电源。出口后跳相关开关并闭锁重合闸，但不起动失灵。跳闸逻辑如图4。 　　图4 跳闸逻辑图 　　（3）无就地判别装置的配置。 　　无就地判别装置的保护利用光纤通道，直接传送远方跳闸信号至对侧，跳对应开关，需注意的是南瑞RCS931D保护与ABB的REL561保护虽然一样为没加就地判别装置，对于REL561保护收到远跳信号后直接跳闸，但是RCS931可以设定为经本地判别后跳闸，现场定值单整定为不经本地判别，直接出口。 　　4就地判别判据 　　500kV武南变现有的就地判别装置有四种，ABB的 REL501、REL511以及南瑞的RCS-925A，LFP925。各种型号、版本的就地判别装置的判据也有所不同，如ABB的REL501 V1.2版本的采用距离Ⅲ段、接地零流元件作为就地故障判别；ABB的REL501 V2.3版本和REL511的都是采用过电流、距离Ⅱ段及分相低功率作为判据。通过I/O接口输入载波机慢速通道信号，由CPU作出逻辑判断后，实现跳闸。南瑞的RCS-925A、LFP-925是采用补偿过电压、补偿欠电压、电流变化量、零负序电流、低电流、低功率因素、低功率等作为就地故障判别，RCS925A现场整定用电流变化量，低功率判别。LFP-925整定为低功率起动。 　　5远方跳闸实例分析 　　下面通过武南变做保护试验时发现的问题对远方跳闸分析，接线方式如图5。 　　试验前状态为线路停役，保护校验，在试验中准备带开关做试验，线路A、B两开关为合闸状态，保护配置情况为，第一块屏装有第一套线路保护REL531（V2.0）和第一套远跳及就地判别装置REL511（V2.5），第二块屏装有第二套线路保护REL531（V2.0）和第二套远跳及就地判别装置REL511（V2.5），对REL511进行功能验收，对远跳功能做试验，远方跳闸为信号状态，开关跳闸隔离单元1LP内插入了大插把，在模拟收到远跳信号时，合上状态的A、B两开关跳开了，正常情况下在做此试验时因远跳出口停用开关不会跳，后经检查， 发现REL511远方跳闸就地判别装置的闭锁重合闸回路（BLOCK AR1、BLOCK AR2）经试验插孔1SK的10、11分别接入了两开关失灵保护的跳闸回路，失灵重跳回路跳开开关A和B。而REL511远方跳闸就地判别装置原理图上此回路仅标明闭锁重合闸。即现场在停用远方跳闸时在开关跳闸隔离单元1LP内插入大插拔，仅隔离了远跳的跳闸出口，并没有隔离试验插孔的失灵回路。图6为此线路REL511的输入输出示意图。 　　由此对停用远方跳闸的操作进行了整改，操作时在开关跳闸隔离单元内插入了大插把以及在1SK试验插孔单元内闭锁重合闸及启动失灵插孔内插入小插把。并对其他回路进行检查，以防止也存在此问题。总结全省接线方式有以下几种，对不同的接线方式停用远方跳闸的操作也有所不同：（1）无就地判别装置，如REL561、RCS-931D等，远跳停用操作远跳投退开关；（2）无独立出口和试验插把、远跳不启动失灵，远跳停用操作远跳投退开关；（3）就地判别的跳闸、闭锁重合、启动失灵均经独立出口，如武南REL561+REL511等配置，远跳停用操作独立出口插把（压板）；（4）就地判别的跳闸、闭锁重合经独立出口，远跳不启动失灵，如武南REL531+REL501，REL521+RCS925等配置，远跳停用操作独立出口插把（压板）；（5）就地判别的跳闸经独立出口，闭锁重合不经独立出口，只经试验插把，远跳不启动失灵，远跳停用同时操作独立出口插把（压板）和试验插把；（6）就地判别的跳闸经独立出口，闭锁重合、启动失灵不经独立出口，如武南的REL531+ REL511，停用远方跳闸同时操作独立出口和试验插拔；（7）就地判别无独立出口，只有试验插把，远跳不启动失灵，如晋陵REL531+REL511配置，远跳停用操作试验插把；（8）就地判别无独立出口，只有试验插拔，启动失灵，如武南REL521+REL501配置，远跳停用操作试验插把。 　　6总结 　　对以上几种接线方式分析，由于设计原因有一部分远方跳闸起动失灵，有一部分则不起动失灵。本文认为远方跳闸宜设计为启动失灵，虽然在保护的设计和整定时不考虑两个开关同时失灵的问题，但如果为线路装有高抗，高抗保护动作后须远跳，此时开关拒动则高抗不能在短时间内切除故障，短路电流过大温度过高会使高抗的绝缘，机械强度损坏，寿命减少，甚至彻底损坏高抗，造成巨大的损失。过电压保护起动远跳后开关拒动，将影响整个系统的稳定运行，造成设备绝缘损坏，长时间的停电，危及人身及电网安全。如果一侧死区故障或开关拒动，另一侧远跳出口后开关未跳开则会扩大事故范围，也不利于系统的稳定。综上所述，本文建议远方跳闸起动失灵，并且宜与闭锁重合闸回路分开。 　　再者，对于就地判别装置无独立出口的应加装完全的独立出口插把（压板），部分保护闭锁重合闸或启动失灵不经独立出口的应改接线，保证就地判别装置的跳闸、闭锁重合、启动失灵等出口均经装置独立出口插把，出口与主保护完全独立，更加可靠，简化操作方式，减少误操作的可能性，保障电力系统的安全稳定运行。 　　参考文献： 　　[1] 常州供电公司.500kV武南变电站现场运行规程[2.0][S]. 　　[2] 常州供电公司.500kV晋陵变电站现场运行规程[2.0][S]. 　　[3] 华东电网有限公司培训中心.500kV变电站值班人员技能培训教材[M]. 　　[4] 张全元.变电运行现场技术问答[M].北京：中国电力出版社，2009. 　　[5] 河南电力技师学院.变电站值班员[M].北京：中国电力出版社，2007. 　　[6] 张健康，粟小华，胡勇，等.750 kV输电线路远跳保护配置方案探讨[J].电力系统自动化，2008（12）.
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